El análisis del aceite del transformador permite conocer aspectos importantes del estado de un transformador sin necesidad de abrirlo. Entre los ensayos físico-químicos, la acidez del aceite del transformador es uno de los indicadores más útiles para evaluar su envejecimiento por oxidación.
Sin embargo, encontrar un valor de acidez elevado en un informe de laboratorio no significa automáticamente que el transformador esté averiado o que sea necesario sustituir el aceite.
Para interpretar correctamente el resultado hay que conocer el método de ensayo, el tipo de aceite, su historial y la evolución de otros parámetros, como la tensión interfacial, el factor de disipación dieléctrica y la presencia de sedimentos.
En este artículo vamos a explicar qué mide realmente la acidez, cómo se determina en el laboratorio, qué criterios establece la normativa y cómo utilizar estos resultados para tomar decisiones de mantenimiento.
¿Qué es la acidez del aceite de un transformador?
La acidez expresa la cantidad de componentes presentes en el aceite que reaccionan durante una valoración química con una base.
Se determina mediante un ensayo de neutralización y se expresa habitualmente en:
mg KOH/g de aceite
Es decir, miligramos de hidróxido potásico equivalentes por gramo de muestra.
Por ejemplo, si un laboratorio informa de una acidez de 0,12 mg KOH/g, indica que, bajo las condiciones del método de ensayo utilizado, se requiere una cantidad equivalente a 0,12 mg de KOH por cada gramo de aceite para alcanzar el punto final de la valoración.
No significa que el aceite contenga hidróxido potásico ni que su composición pueda expresarse como una concentración de un único ácido.
La cifra representa una medida global de los compuestos que intervienen en el ensayo.
¿Es lo mismo acidez que pH?
No. Es una confusión habitual.
El pH describe la actividad de los iones hidrógeno en un medio adecuado para su medida. El número de neutralización, en cambio, cuantifica la capacidad de determinados componentes de la muestra para reaccionar en un procedimiento de valoración establecido.
Por tanto, no es correcto interpretar un valor de 0,10 mg KOH/g como si fuera un pH.
En el análisis de aceites minerales aislantes, el indicador habitual es el número de acidez o número de neutralización, no el pH.
¿Por qué aumenta la acidez del aceite aislante?
Los aceites minerales utilizados en transformadores experimentan procesos de envejecimiento durante su vida en servicio.
Uno de los más relevantes es la oxidación.
Cuando el aceite se expone al oxígeno, al calor y a determinadas condiciones catalíticas, pueden producirse reacciones que modifican su composición química.
Entre los productos formados aparecen compuestos oxigenados, algunos de carácter ácido, que contribuyen al aumento del número de neutralización.
Las condiciones que pueden favorecer este proceso incluyen:
- Temperaturas elevadas y sobrecargas prolongadas.
- Presencia de oxígeno en contacto con el aceite.
- Metales que pueden intervenir en reacciones de oxidación.
- Agotamiento o disminución de la eficacia de inhibidores antioxidantes.
- Envejecimiento acumulado y condiciones desfavorables de conservación.
Relación entre temperatura y oxidación
La temperatura es uno de los factores más importantes en el envejecimiento de los materiales aislantes.
Un transformador que trabaja durante largos periodos a temperaturas elevadas puede experimentar una degradación química más rápida que otro sometido a condiciones menos exigentes.
No obstante, no es posible calcular directamente la velocidad de oxidación únicamente a partir de la temperatura del aceite.
Influyen también el tipo de aceite, su formulación, la disponibilidad de oxígeno, la presencia de inhibidores y las características constructivas del transformador.
¿Qué ocurre cuando se forman productos de oxidación?
La degradación del aceite puede provocar distintos efectos:
- Aumento del número de acidez.
- Aparición de compuestos polares.
- Reducción de la tensión interfacial.
- Alteración de las propiedades dieléctricas.
- Formación de productos insolubles, sedimentos y lodos en estados avanzados.
Estos fenómenos están relacionados, pero no tienen por qué evolucionar de manera idéntica.
Por ejemplo, la tensión interfacial puede mostrar cambios relevantes aunque el número de acidez todavía no presente una variación especialmente elevada.
De ahí la importancia de analizar varios parámetros conjuntamente.
¿Cómo se mide la acidez en el laboratorio?
La acidez se determina mediante una valoración química, también denominada titulación.
El principio consiste en hacer reaccionar determinados componentes presentes en una muestra de aceite con una solución valorante y determinar la cantidad necesaria para alcanzar el punto final del ensayo.
Existen diferentes métodos normalizados.
IEC 62021-1: valoración potenciométrica automática
La IEC 62021-1:2003 describe un procedimiento de valoración potenciométrica automática para aceites minerales aislantes nuevos y usados.
El equipo determina el punto final mediante medición electroquímica, siguiendo las condiciones establecidas en el método.
Este procedimiento permite evaluar la acidez con independencia de que la coloración de la muestra dificulte una observación visual.
IEC 62021-2: valoración colorimétrica
La IEC 62021-2:2007 establece un procedimiento colorimétrico para determinar la acidez de aceites minerales aislantes.
En este caso, se emplea un indicador que permite identificar el punto final de la valoración mediante un cambio de color.
ASTM D974
ASTM D974 contempla la determinación del número ácido y básico en productos petrolíferos mediante indicadores de color.
También se utiliza como referencia analítica en el sector.
Importante: los resultados obtenidos mediante métodos diferentes pueden presentar diferencias. Cuando se estudian tendencias pequeñas, conviene comprobar que el laboratorio ha utilizado métodos comparables y tener en cuenta su incertidumbre.
¿Qué valores de acidez son aceptables según IEC 60422?
Esta es una de las preguntas más habituales cuando se recibe un informe de laboratorio.
La primera cuestión que hay que resolver es si estamos analizando aceite nuevo, aceite después del llenado de un equipo o aceite que lleva años en servicio.
No todos los casos se evalúan igual.
Aceite después del llenado y antes de la primera energización
La IEC 60422:2024 recoge, en su tabla 3, un valor recomendado de acidez máxima de:
0,03 mg KOH/g
Este criterio corresponde al aceite mineral después del llenado de equipos nuevos y antes de su primera energización en emplazamiento.
No debe confundirse con un límite universal de retirada de servicio para transformadores existentes.
Aceites minerales en servicio
Para un transformador en funcionamiento, la evaluación debe tener en cuenta la categoría del equipo y los criterios específicos de supervisión de la IEC 60422:2024.
| Situación | Interpretación |
|---|---|
| Aceite nuevo o después del llenado inicial | Aplicar los requisitos correspondientes al suministro y a la puesta en servicio |
| Aceite mineral en servicio | Evaluar según categoría de equipo, resultados de ensayo y criterios de mantenimiento |
| Acidez creciente respecto al histórico | Investigar tendencia, condiciones de oxidación y resultados complementarios |
| Acidez elevada junto con tensión interfacial reducida | Evaluar posible degradación química del aceite |
| Acidez elevada con sedimentos o propiedades dieléctricas deterioradas | Valorar una intervención de mantenimiento basada en el diagnóstico completo |
La tabla anterior resume situaciones de interpretación; no reproduce los límites numéricos de la norma para cada categoría.
Para clasificar formalmente una muestra según IEC 60422:2024, debe consultarse la tabla aplicable de la edición completa de la norma.
Error frecuente: considerar que cualquier aceite con una acidez superior a 0,03 mg KOH/g está fuera de servicio. Ese criterio no es válido para todos los transformadores en funcionamiento.
¿Por qué es tan importante estudiar la evolución de la acidez?
Un valor aislado tiene una utilidad limitada.
Supongamos que analizamos dos transformadores con el mismo resultado:
0,12 mg KOH/g
En el primero, el resultado lleva varios años prácticamente estable.
En el segundo, el histórico muestra un crecimiento rápido durante las últimas campañas de mantenimiento.
Aunque el valor actual sea idéntico, el comportamiento de ambos equipos es diferente.
La tendencia nos permite distinguir entre una condición relativamente estable y una posible degradación en evolución.
Ejemplo práctico de evolución
| Fecha | Acidez (mg KOH/g) | Variación |
|---|---|---|
| Enero 2022 | 0,04 | — |
| Enero 2023 | 0,05 | +0,01 |
| Enero 2024 | 0,07 | +0,02 |
| Enero 2025 | 0,11 | +0,04 |
| Enero 2026 | 0,17 | +0,06 |
La evolución muestra un crecimiento progresivo, con incrementos anuales cada vez mayores.
Entre enero de 2022 y enero de 2026, la acidez ha aumentado 0,13 mg KOH/g.
El crecimiento medio durante ese periodo es:
0,13 / 4 = 0,0325 mg KOH/g por año.
Este cálculo describe el historial observado. No debe utilizarse para predecir de forma automática cuándo será necesario tratar o sustituir el aceite.
Ante una tendencia de este tipo, sería razonable revisar otros parámetros, comprobar la calidad del muestreo y estudiar las condiciones de funcionamiento del transformador.
Relación entre la acidez y la tensión interfacial
La tensión interfacial mide el comportamiento de la interfaz entre dos líquidos, habitualmente aceite y agua, y es sensible a la presencia de determinados compuestos polares.
Cuando el aceite envejece por oxidación, pueden aparecer sustancias que modifican ese comportamiento.
En determinados procesos de degradación se observa una combinación de:
- Aumento de la acidez.
- Disminución de la tensión interfacial.
- Incremento de otros indicadores de deterioro.
Esta relación es útil para evaluar el estado del aceite.
Sin embargo, no existe una equivalencia universal por la que un determinado número de acidez corresponda necesariamente a un valor concreto de tensión interfacial.
Cada parámetro aporta información distinta.
Acidez, lodos y refrigeración del transformador
Los procesos de oxidación avanzada pueden llegar a producir sustancias insolubles.
Si se generan depósitos de lodos en determinados puntos del circuito, pueden perjudicar la transferencia de calor.
Esto resulta especialmente relevante en transformadores de potencia, donde la correcta circulación del aceite contribuye a evacuar el calor generado en los devanados y otras partes activas.
Pero es importante distinguir dos situaciones.
Una acidez elevada no demuestra por sí sola que existan lodos.
Para valorar su presencia hay que estudiar la apariencia del aceite, los ensayos específicos de sedimentos y otros indicios de degradación.
Tampoco debe darse por hecho que toda anomalía térmica esté causada por la oxidación del aceite.
¿La acidez afecta a la rigidez dieléctrica?
La respuesta requiere matices.
El aumento de los productos de degradación puede acompañarse de cambios en distintas propiedades dieléctricas del aceite.
Sin embargo, la rigidez dieléctrica es especialmente sensible a determinados contaminantes, como partículas y agua, y no constituye por sí sola un indicador suficiente de oxidación.
Un aceite puede presentar una rigidez dieléctrica aceptable y, al mismo tiempo, una acidez o una tensión interfacial que aconsejen estudiar su envejecimiento.
Por este motivo, utilizar exclusivamente el ensayo de rigidez dieléctrica para declarar que un aceite está en buenas condiciones sería un error.
Para ampliar este punto, consulta nuestro artículo sobre rigidez dieléctrica del aceite del transformador.
¿Qué relación existe entre la acidez y el aislamiento de papel?
En numerosos transformadores, el aislamiento combina aceite mineral con materiales celulósicos.
El estado del aceite y el del papel deben estudiarse conjuntamente, pero no son equivalentes.
Los productos del envejecimiento químico, la humedad, el oxígeno y la temperatura pueden intervenir en los procesos de degradación del sistema aislante.
Una acidez elevada puede ser una señal de deterioro químico del aceite, pero no permite calcular directamente la resistencia mecánica del papel ni su grado de polimerización.
Para valorar el aislamiento sólido pueden ser necesarios otros ensayos, entre ellos el análisis de compuestos furánicos y, cuando corresponde, evaluaciones específicas del grado de polimerización.
Caso práctico: dos transformadores con la misma acidez
Imaginemos dos transformadores de potencia de 20 MVA, ambos con aceite mineral.
Los análisis más recientes muestran los siguientes resultados:
| Parámetro | Transformador A | Transformador B |
|---|---|---|
| Acidez (mg KOH/g) | 0,12 | 0,12 |
| Acidez anterior (mg KOH/g) | 0,11 | 0,04 |
| Tensión interfacial (mN/m) | 29 | 22 |
| Agua (mg/kg) | 12 | 24 |
| Aspecto del aceite | Claro | Ligeramente oscuro |
Interpretación del transformador A
La acidez ha aumentado ligeramente respecto a la campaña anterior.
La tensión interfacial y el contenido de agua permiten completar la evaluación, aunque todavía sería necesario conocer la categoría del equipo, las condiciones de muestreo y el resto de ensayos.
Con estos datos, la principal recomendación sería continuar con un seguimiento fundamentado en el histórico y los criterios de mantenimiento aplicables.
Interpretación del transformador B
Aunque presenta exactamente la misma acidez actual, el crecimiento respecto al análisis anterior es mucho mayor.
Además, la tensión interfacial es menor y el contenido de agua en el aceite es superior.
Esta combinación justifica investigar si se está produciendo un deterioro del aceite y comprobar la representatividad de las muestras.
Sería conveniente revisar las condiciones de operación, el sistema de conservación y otros ensayos físico-químicos.
La decisión final debe tomarse con la información completa.
¿Qué demuestra este ejemplo?
Que un mismo valor de acidez puede requerir actuaciones distintas dependiendo del historial y de los demás resultados analíticos.
El trabajo del técnico no consiste únicamente en comprobar si una cifra supera un límite. Consiste en interpretar qué está ocurriendo en el transformador y qué información falta para decidir.
¿Cuándo conviene tratar el aceite de un transformador?
La respuesta depende del tipo de degradación detectada.
No todos los tratamientos permiten corregir los mismos problemas.
| Tratamiento | Objetivo principal | ¿Reduce la acidez? |
|---|---|---|
| Filtración mecánica | Retirar partículas | No de forma significativa |
| Deshidratación y desgasificación | Reducir humedad y gases | No es su objetivo principal |
| Regeneración mediante adsorbentes | Retirar determinados productos de degradación | Puede reducirla |
| Sustitución del aceite | Retirar el líquido degradado | Sí, si se realiza adecuadamente |
La regeneración puede mejorar propiedades químicas del aceite, pero debe valorarse según el estado del equipo, el tipo de líquido, los contaminantes presentes y la compatibilidad del tratamiento.
La sustitución tampoco debe considerarse una solución automática para todos los casos.
Además, tratar o sustituir el aceite no devuelve al aislamiento sólido las propiedades mecánicas perdidas por envejecimiento.
Si el papel está degradado, mejorar el aceite no significa que el transformador haya recuperado su estado inicial.
Siete errores habituales al interpretar la acidez
1. Aplicar límites de aceite nuevo a aceite en servicio. Son situaciones diferentes y pueden requerir criterios distintos.
2. Analizar únicamente el resultado más reciente. La tendencia histórica suele aportar información importante.
3. No comprobar el método de laboratorio. Los cambios de procedimiento y las incertidumbres pueden dificultar las comparaciones.
4. Considerar que una acidez elevada demuestra corrosión. El número de acidez no identifica individualmente los productos presentes ni predice por sí solo su corrosividad.
5. Confundir una buena rigidez dieléctrica con un aceite químicamente sano. Son parámetros complementarios.
6. Recomendar filtración para eliminar compuestos ácidos. La filtración mecánica no es equivalente a la regeneración química.
7. Ignorar el aislamiento sólido. El diagnóstico debe considerar tanto el líquido como los materiales celulósicos y el estado general del transformador.
Cómo interpretar un resultado paso a paso
Ante un informe que muestra un aumento de la acidez, seguiría este procedimiento:
- Identificar el equipo: tensión más elevada, potencia, antigüedad, tipo de conservación, aceite e inhibidores.
- Validar el análisis: fecha, laboratorio, método, incertidumbre y condiciones de toma de muestra.
- Consultar el histórico: comprobar si el resultado es estable, creciente o anómalo.
- Revisar parámetros relacionados: tensión interfacial, factor de disipación, resistividad, agua y apariencia.
- Revisar condiciones de funcionamiento: temperatura, carga, ventilación y sistema de conservación.
- Aplicar los criterios correspondientes: IEC 60422:2024, documentación del fabricante y procedimientos internos.
- Definir una actuación: continuar seguimiento, repetir o ampliar ensayos, inspeccionar el equipo o estudiar un tratamiento.
Esta secuencia permite justificar técnicamente las decisiones y dejar constancia de los motivos que las sustentan.
Preguntas frecuentes
¿Qué significa una acidez de 0,15 mg KOH/g?
Es el número de acidez obtenido mediante el método de valoración utilizado. Su interpretación depende del tipo de aceite, el estado de servicio, la categoría del equipo y los resultados complementarios. No basta para decidir una sustitución.
¿Puede aumentar la acidez sin que empeore la rigidez dieléctrica?
Sí. Los dos ensayos describen propiedades diferentes y no tienen por qué evolucionar de forma simultánea.
¿La filtración elimina la acidez?
La filtración mecánica convencional está orientada a retirar partículas. No debe confundirse con los procesos de regeneración destinados a reducir determinados productos de degradación química.
¿Es obligatorio cambiar el aceite cuando aumenta su acidez?
No necesariamente. La intervención debe determinarse según la evaluación completa y las instrucciones de mantenimiento aplicables.
¿Se pueden utilizar los mismos valores para un aceite mineral y un éster natural?
No. Los líquidos aislantes tienen características químicas diferentes. Para líquidos no minerales deben utilizarse métodos y criterios adecuados. IEC 62021-3:2014 contempla ensayos de acidez para aceites aislantes no minerales.
Conclusiones
La acidez es uno de los parámetros más útiles para vigilar el envejecimiento químico del aceite mineral aislante.
Su principal valor aparece cuando se interpreta junto con la tensión interfacial, el factor de disipación dieléctrica, el contenido de humedad, los sedimentos y el historial del transformador.
Un valor aislado puede alertarnos, pero rara vez permite emitir un diagnóstico completo.
La IEC 60422:2024 proporciona un marco de supervisión y mantenimiento. Aplicarlo correctamente exige distinguir entre aceite nuevo y aceite en servicio, identificar la categoría del equipo y valorar los resultados en conjunto.
Un buen diagnóstico no consiste en encontrar un número fuera de rango, sino en determinar qué significa para ese transformador concreto.
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Hemos preparado una guía de consulta para técnicos e ingenieros que trabajan con análisis de aceite en transformadores.
Incluye los principales parámetros que conviene revisar, un procedimiento de interpretación y una lista de comprobación para utilizar antes de recomendar una intervención.
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Para profundizar en el diagnóstico del sistema aislante, puedes consultar los recursos y la formación de Energía Pro Academy.
Bibliografía técnica
- IEC 60422:2024. Mineral insulating oils in electrical equipment — Supervision and maintenance guidance. https://webstore.iec.ch/en/publication/66421
- IEC 62021-1:2003. Insulating liquids — Determination of acidity — Part 1: Automatic potentiometric titration. https://webstore.iec.ch/en/publication/6304
- IEC 62021-2:2007. Insulating liquids — Determination of acidity — Part 2: Colourimetric titration. https://webstore.iec.ch/en/publication/6305
- IEC 62021-3:2014. Insulating liquids — Determination of acidity — Part 3: Test methods for non-mineral insulating oils. https://webstore.iec.ch/en/publication/6306
- ASTM D974-22. Standard Test Method for Acid and Base Number by Color-Indicator Titration. https://store.astm.org/d0974-22.html